RU2106501C1 - Combined cycle method for power generating and combined-cycle plant implementing it - Google Patents
Combined cycle method for power generating and combined-cycle plant implementing it Download PDFInfo
- Publication number
- RU2106501C1 RU2106501C1 RU93058419A RU93058419A RU2106501C1 RU 2106501 C1 RU2106501 C1 RU 2106501C1 RU 93058419 A RU93058419 A RU 93058419A RU 93058419 A RU93058419 A RU 93058419A RU 2106501 C1 RU2106501 C1 RU 2106501C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- gas turbine
- gas
- turbine
- combustion chamber
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 112
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 10
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract 1
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 36
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 6
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- -1 exhaust hood Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
- Diaphragms For Electromechanical Transducers (AREA)
- Photovoltaic Devices (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способу безвредного для окружающей среды производства электрической энергии в комбинированной газопаросиловой установке с помощью эффективного расширения рабочего агента высокого давления в газовой турбине и от перегретого пара высокого давления в паровом котле, использующем в качестве топлива природные ископаемые, в паровой турбине, а также к газопаросиловой установке. The invention relates to a method for environmentally friendly production of electric energy in a combined gas-steam plant by effectively expanding a high-pressure working agent in a gas turbine and from superheated high-pressure steam in a steam boiler using natural resources as a fuel in a steam turbine, and also gas-steam installation.
В известных способах для комбинированного производства электроэнергии с применением газовых и паровых турбин сжатый рабочий газ, поступающий в камеру сжигания газовой турбины, отапливаемую жидким топливом или газом, при температуре свыше 1000oC с эффективной мощностью расширяется сначала в газовой турбине, и горячий газ турбины, имеющий еще избыток кислорода, используется в качестве воздуха для сжигания топлива для топочной камеры парового котла. Комбинированные газопаросиловые установки обнаруживают по сравнению с чисто паросиловыми установками улучшенный КПД и вместе с тем ограниченную эмиссию CO2. Избыток кислорода отходящих газов газовой турбины объясняется тем, что для предоставления в распоряжение необходимого для газовой турбины потока массы требуется количество воздуха, сильно превышающее собственное количество воздуха для сжигания топлива. Так как сжигание в камере сжигания происходит при избытке кислорода и высоких температурах, отходящие из газовой турбины газы обнаруживают большую долю оксидов азота, которые делают необходимым соответствующий расчет для установки для удаления азота из дымовых газов парового котла.In known methods for the combined production of electricity using gas and steam turbines, the compressed working gas entering the combustion chamber of a gas turbine heated by liquid fuel or gas, at a temperature above 1000 o C with effective power, is expanded first in the gas turbine, and the hot gas of the turbine, having still excess oxygen, is used as air for burning fuel for the combustion chamber of a steam boiler. Compared to steam-powered plants, compared with purely steam-powered plants, they exhibit improved efficiency and, at the same time, limited CO 2 emission. The excess oxygen of the exhaust gases of a gas turbine is explained by the fact that in order to make available the mass flow necessary for a gas turbine, an amount of air is required that greatly exceeds the own amount of air for burning fuel. Since combustion in the combustion chamber occurs with an excess of oxygen and high temperatures, the exhaust gases from the gas turbine reveal a large proportion of nitrogen oxides, which necessitate an appropriate calculation for the installation to remove nitrogen from the flue gases of the steam boiler.
С другой стороны, однако, отходящие газы газовой турбины имеют по сравнению с первичным воздухом ограниченное содержание O2. Благодаря этому при равной мощности в паровом котле увеличивается поток массы отходящего газа или дымового газа, проходящий через паровой котел и дополнительно подключенные компоненты, такие как электрофильтр, вытяжка, установка для обессеривания дымового газа, на 50% по сравнению с использованием первичного воздуха для топочной камеры парового котла. Вместе с тем снова повышается собственное потребление мощности электростанции, так что часть улучшенного КПД, полученного благодаря комбинации газовой турбины и топки парового котла, снова расходуется. В топке плавильной камеры возможно лишь и без того ограниченное увеличение потока дымовых газов, т.к. среди прочего на расплав в камере сжигания оказывается негативное влияние. Дополнительное оснащение паросиловой установки с топкой плавильной камеры поэтому невозможно или имеет ограниченную возможность.On the other hand, however, the exhaust gases of a gas turbine have a limited O 2 content compared to primary air. Due to this, with equal power in the steam boiler, the mass flow of exhaust gas or flue gas passing through the steam boiler and additionally connected components, such as an electrostatic precipitator, exhaust hood, flue gas desulfurization plant, increase by 50% compared to using primary air for the combustion chamber steam boiler. At the same time, the power plant’s own power consumption again increases, so that part of the improved efficiency obtained through the combination of a gas turbine and a steam boiler furnace is consumed again. In the furnace chamber of the melting chamber, only an already limited increase in the flue gas flow is possible, since among other things, the melt in the combustion chamber is adversely affected. The additional equipment of a steam-powered installation with a furnace of the melting chamber is therefore impossible or has a limited ability.
Задачей предложенного изобретения является вместе в тем усовершенствование способа вышеупомянутого типа для выработки электроэнергии в комбинированной газопаросиловой установке, как для достижения более высокого КПД и вместе с тем сокращения специфической эмиссии CO2, так и для сокращения эмиссии оксидов азота.The objective of the proposed invention is at the same time improving the method of the aforementioned type for generating electricity in a combined gas-steam plant, both to achieve higher efficiency and, at the same time, to reduce the specific emission of CO 2 and to reduce the emission of nitrogen oxides.
Эта задача, согласно заявленному изобретению, решается таким образом, что заметная теплота эффективно расширенного рабочего агента газовой турбины переносится на воздух для сжигания топлива парового котла. This task, according to the claimed invention, is solved in such a way that the appreciable heat of the effectively expanded working agent of the gas turbine is transferred to the air to burn the fuel of the steam boiler.
Благодаря заявленному способу удается использовать теплосодержание турбинных отходящих газов без увеличения потока массы дымовых газов, проходящих через паровой котел и дополнительно подключенные компоненты. Улучшение КПД, достигаемое благодаря комбинации, остается вместе с тем полностью пригодным. Отсюда следует, что благодаря заявленному способу возможно дополнительно оснастить устаревшие установки, оборудованные топками плавильной камеры, более простым способом. Также и образование оксидов азота в камере сжигания газовой турбины можно значительно сократить, если в соответствии с другим признаком изобретения часть эффективно расширенной и охлажденной среды газовой турбины, т.е. обедненного кислородом, по сравнению с первичным воздухом, отходящего газа газовой турбины смешивается с первичным воздухом, подлежащим сжатию, и подается с ним обратно в камеру сжигания газовой турбины. Благодаря этой мере часть первичного воздуха, которая при одном варианте способа была предусмотрена согласно уровню техники существенным образом только как поток массы для газовой турбины, заменяется бедным кислородом отходящим газом газовой турбины, так что сжигание в камере сжигания может происходить при очень незначительном избытке кислорода. Это вновь приводит к тому, что в камере сжигания газовой турбины теперь почти не возникает термических оксидов азота. Thanks to the claimed method, it is possible to use the heat content of the turbine exhaust gases without increasing the mass flow of the flue gases passing through the steam boiler and additionally connected components. The improvement in efficiency achieved through the combination remains fully usable. It follows that, thanks to the claimed method, it is possible to additionally equip obsolete installations equipped with furnaces of the melting chamber in a simpler way. Also, the formation of nitrogen oxides in the combustion chamber of a gas turbine can be significantly reduced if, in accordance with another feature of the invention, part of an effectively expanded and cooled gas turbine medium, i.e. depleted of oxygen, compared with the primary air, the exhaust gas of the gas turbine is mixed with the primary air to be compressed, and fed with it back into the combustion chamber of the gas turbine. Due to this measure, a part of the primary air, which in one embodiment of the method was provided essentially only as a mass flow for a gas turbine according to the prior art, is replaced by oxygen-poor exhaust gas of a gas turbine, so that combustion in the combustion chamber can occur with a very slight excess of oxygen. This again leads to the fact that in the combustion chamber of a gas turbine now almost no thermal nitrogen oxides occur.
Целесообразно не отведенный обратно остаток отходящего газа газовой турбины смешивается с дымовым газом парового котла и вместе с ним отводится через дымовую трубу или охладительную башню. Так как отходящие газы газовой турбины являются теперь практически безвредными, может происходить смешивание с дымовым газом парового котла после очистки дымового газа, так что они, вследствие своей температуры порядка 80oC, способствуют увеличению подъемной силы дымовых газов. Дополнительное повышение КПД достигается, если в соответствии со следующим признаком изобретения отобранный из парового котла пар перед своим расширением далее нагревается в теплообменнике, расположенном в дополнительной вихревой топке. Последующий нагрев пара в дополнительной вихревой топке может происходить, условно, благодаря лучшему теплообмену в вихревом слое, при более ограниченных температурах в топочной камере, чем это было бы возможно в самом паровом котле. Пар может поэтому нагреваться до более высоких температур, а КПД улучшается без возникновения материальных проблем, касающихся труб теплообменника, по которым проходит водяной пар высокого давления.It is advisable that the residual gas turbine waste gas not recirculated is mixed with the flue gas of the steam boiler and is discharged with it through the chimney or cooling tower. Since the exhaust gases of the gas turbine are now practically harmless, mixing with the flue gas of the steam boiler after flue gas cleaning can take place, so that, due to their temperature of about 80 ° C, they increase the lifting force of the flue gases. An additional increase in efficiency is achieved if, in accordance with the following feature of the invention, the steam selected from the steam boiler is further heated before expansion in a heat exchanger located in an additional swirl furnace. Subsequent heating of steam in an additional vortex furnace can occur, conditionally, due to better heat transfer in the vortex layer, at more limited temperatures in the furnace chamber than would be possible in the steam boiler itself. The steam can therefore be heated to higher temperatures, and the efficiency improves without material problems regarding the heat exchanger tubes through which high pressure water vapor passes.
Выгодным образом дымовые газы вихревого слоя вводятся для дальнейшего уменьшения содержания оксидов азота в топочную камеру парового котла. Введение дымовых газов вихревой топки в паровой котел имеет, кроме уменьшения содержания оксидов азота, то преимущество, что в качестве топлива для вихревой топки могут использоваться также без проблем самостоятельно или в смеси, например, с каменным углем, отходы, содержащие органические вещества. Возникающие и присутствующие одновременно в дымовом газе вредные вещества дополнительно нагреваются в топочной камере парового котла до температуры свыше 1000oC и при этом снова разрушаются.Advantageously, the flue gases of the vortex layer are introduced to further reduce the content of nitrogen oxides in the combustion chamber of the steam boiler. The introduction of flue gases from a vortex furnace into a steam boiler has, in addition to reducing the content of nitrogen oxides, the advantage that as a fuel for a vortex furnace can also be used independently or mixed, for example, with coal, waste containing organic substances. Hazardous substances arising and present simultaneously in the flue gas are additionally heated in the combustion chamber of the steam boiler to temperatures above 1000 o C and are destroyed again.
Согласно следующему признаку изобретения происходит охлаждение отходящих газов газовой турбины до области точки росы, причем по меньшей мере часть воды, выделяющейся в виде конденсата из отходящих газов газовой турбины, обратно поступает к газотурбинной установке и используется в качестве воды, поданной через насадки. Благодаря подаче воды через насадки, с одной стороны, повышается мощность турбины и вместе с тем КПД, с другой стороны - уменьшается концентрация оксидов азота в турбинных отходящих газах, причем согласно изобретению вода, поданная через насадки, снова получается из турбинного отходящего газа и таким образом вводится в цикл. According to a further feature of the invention, the exhaust gas of a gas turbine is cooled to a dew point region, whereby at least a portion of the water released in the form of condensate from the exhaust gas of the gas turbine flows back to the gas turbine unit and is used as water supplied through nozzles. Due to the supply of water through the nozzles, on the one hand, the turbine power increases and, at the same time, the efficiency, on the other hand, the concentration of nitrogen oxides in the turbine exhaust gases decreases, and according to the invention, the water supplied through the nozzles is again obtained from the turbine exhaust gas and thus introduced into the loop.
Часть воды, выделяющейся в виде конденсата из отходящих газов газовой турбины, которая превышает потребность в воде, подаваемой через насадки, и существенным образом получается из сжигания части углеводорода газотурбинного топлива, может вводиться для компенсации, например, потерь из-за утечки, в замкнутый паровой цикл паросиловой установки. Мощность газовой турбины составляет целесообразно не более 20% от мощности всей установки. В этих пределах поток массы воздуха для сжигания топлива парового котла явно больше, чем поток массы отходящих газов газовой турбины. Это означает, что отходящие газы газовой турбины уже в теплообмене с воздухом для сжигания топлива парового котла далее могут охлаждаться до области точки росы и потребность в дополнительной холодопроизводительности уменьшается или в данном случае совсем отпадает. A portion of the water generated in the form of condensate from the exhaust gas of the gas turbine, which exceeds the need for water supplied through the nozzles and is substantially obtained from the combustion of a portion of the hydrocarbon gas turbine fuel, can be introduced to compensate, for example, losses due to leakage, into closed steam steam power plant cycle. The power of a gas turbine is expediently not more than 20% of the power of the entire installation. Within these limits, the mass flow of air for burning the fuel of the steam boiler is clearly greater than the mass flow of the exhaust gases of the gas turbine. This means that the exhaust gases of the gas turbine, already in heat exchange with air for burning fuel of the steam boiler, can then be cooled to the dew point area and the need for additional cooling capacity is reduced or completely eliminated in this case.
Комбинированная газопаросиловая установка для осуществления заявленного способа имеет газовую турбину, паровой котел, использующий в качестве топлива природные ископаемые, и паровую турбину и отличается регенеративным теплообменником, который, с одной стороны, интегрирован в трубопровод для отходящих газов для расширенного рабочего агента газовой турбины, а с другой стороны, интегрирован в трубопровод для первичного воздуха парового котла. The combined gas-steam plant for implementing the inventive method has a gas turbine, a steam boiler using natural resources as a fuel, and a steam turbine and is characterized by a regenerative heat exchanger, which, on the one hand, is integrated into the exhaust gas pipe for an expanded working agent of a gas turbine, and on the other hand, integrated into the primary air piping of the steam boiler.
Дальнейшее улучшение КПД достигается, когда в вихревой топке предусмотрен теплообменник, вход которого связан с выходом пара парового котла, а выход которого связан с входом пара паровой турбины. Целесообразно предусмотрен соединительный трубопровод между вихревой топкой и топочной камерой парового котла для дымовых газов вихревой отопки. Further improvement in efficiency is achieved when a heat exchanger is provided in the vortex furnace, the input of which is connected to the steam output of the steam boiler, and the output of which is connected to the steam input of the steam turbine. It is advisable to provide a connecting pipe between the vortex furnace and the combustion chamber of the steam boiler for flue gases of vortex heating.
В варианте, представленном на фиг.1, первичный воздух, подведенный через трубопровод 1, в компрессоре 2 сжимается на 6-20 бар и подводится в качестве воздуха для сжигания топлива в камеру сжигания 3, отапливаемую жидким топливом или газом. Нагретый газ, вырабатываемый в камере сжигания 3, служит в качестве рабочего агента газовой турбины 4, в которой он эффективно расширяется. Газовая турбина 4, со своей стороны, приводит в действие генератор 5, а также компрессор 2. In the embodiment shown in FIG. 1, the primary air supplied through the
Температура расширенного рабочего агента, отходящего через трубопровод 22, составляет 300-600oC.The temperature of the expanded working agent, exhausting through the
Согласно заявленному изобретению остаточное тепло рабочего агента газовой турбины 4, расширенного и отходящего по трубопроводу 22, переносится на воздух для сжигания топлива парового котла 30, использующего в качестве топлива природные ископаемые. К тому же теплообменник 14, как и представленный на фигуре регенеративный теплообменник, подсоединяется как к трубопроводу 22 для отходящего рабочего агента газовой турбины 4, так и к трубопроводу 18 для воздуха для сжигания топлива парового котла 30. Вместе с тем удается использовать остаточное количество тепла, содержащееся в отходящих газах турбины, для подогрева воздуха для сжигания топлива для парового котла 30, использующего в качестве топлива природные ископаемые, без необходимости увеличивать поток массы дымовых газов, проходящий через паровой котел 30 и дополнительно подключенные компоненты. Заявленный способ газопаросиловой установки, как показано в примере, можно использовать также в устаревших установках, оснащенных плавильной камерой, с помощью простого предварительного включения цикла газовой турбины, т.к. при нагреве в плавильной камере невозможно увеличение потока массы дымовых газов, т.е. пропускание всех газов паровой турбины, из-за негативного влияния расплава в топочной камере 31. According to the claimed invention, the residual heat of the working agent of the gas turbine 4, expanded and exhausting through the
Согласно следующему признаку для уменьшения количества оксидов азота в отходящих газах газовой турбины часть потока расширенного отходящего газа, проходящего через трубопровод 22 и охлажденного в теплообменнике 14 до 40-80oC, непрерывно смешивается в трубопроводе 20 с первичным воздухом для газовой турбины 4 и вместе с ним отводится обратно в топочную камеру 3. Размер отведенного обратно потока отходящего газа выбирается при этом в соответствии с потоком массы, необходимым для оптимальной мощности газовой турбины 4, и может составлять до 50% от общего количества отходящего газа. При оптимальных расчетах подводится только количество первичного воздуха, необходимое для сжигания в камере сжигания 3, и добавляется дополнительное количество, необходимое в качестве потока массы для газовой турбины 4 через обратно отведенный бедный кислородом отходящий газ. Таким образом достигается то, что сжигание в камере сжигания 3 происходит при существенно ограниченном избытке кислорода, в результате получается содержание термических оксидов азота, равное 0.According to the following feature, in order to reduce the amount of nitrogen oxides in the exhaust gas of a gas turbine, a part of the expanded exhaust gas stream passing through the
Часть не отведенных обратных отходящих газов турбины отводится далее через трубопровод 22 и преимущественным образом смешивается с дымовым газом парового котла 30, который, как правило, подвергается мокрой газовой очистке, и вместе с ним выходит через дымовую трубу или охладительную башню в атмосферу. Вследствие своего остаточного тепла отходящий газ газовой турбины способствует увеличению подъемной силы всего количества дымовых газов. A portion of the turbine’s non-exhausted off-gas is further discharged through a
В паровом котле 30, в указанном примере плавильный котел с топочной камерой 31 и подводом топлива 32, на поверхностях нагрева 33, 34 получается пар высокого давления для замкнутого парового цикла. Этот замкнутый паровой цикл обнаруживает наряду с поверхностями нагрева 33, 34 в качестве других главных компонентов паровую турбину 11 с генератором 10, конденсатор пара 12 и питательный насос 13, а также другой теплообменник 24 для подогрева питательной воды. Согласно следующему признаку пар, полученный в паровом котле 30, после поверхностей нагрева 33 отводится через трубопровод 25 через следующий теплообменник 7. Этот теплообменник 7 расположен в дополнительной вихревой топке 8 с подводом 9 для топлива. В теплообменнике 7 пар нагревается далее до температуры 560-600oC и только тогда подается дальше к паровой турбине 11 и расширяется.In the
Так как перегрев водяного пара в теплообменнике 7 или в вихревой топке 8 может происходить теперь при более низких по сравнению с паровым котлом температурах в топочной камере и равномерном распределении температур, устраняются материальные проблемы, касающиеся трубы теплообменника и имеющие благодаря наличию одновременно высокого давления и неравномерных температур в топочной камере. Оказалось, что благодаря этому дальнейшему нагреву водяного пара в вихревой топке 8 до более высоких температур мощность паровой турбины 11 может повыситься на 5-10%. Since overheating of water vapor in the heat exchanger 7 or in the vortex furnace 8 can now occur at lower temperatures in the combustion chamber compared to the steam boiler and even distribution of temperatures, material problems regarding the heat exchanger pipe and due to the presence of high pressure and uneven temperatures are eliminated in the combustion chamber. It turned out that due to this further heating of water vapor in the vortex furnace 8 to higher temperatures, the power of the
Воздух для сжигания топлива, необходимый в вихревой топке 8, отводится через трубопровод 26 в воздуходувку 27 от проходящего в трубопроводе 18 первичного воздуха для парового котла 30 позади теплообменника 14. Дымовые газы вихревой топки 8 подаются через трубопровод 23 в топочную камеру 31 парового котла 30 и способствуют, таким образом, уменьшению содержания оксидов азота парового котла 30. The combustion air required in the vortex furnace 8 is discharged through the pipe 26 to the blower 27 from the primary air passing through the
Дымовой газ, оттекающий из парового котла 30, попадает по очереди в электрофильтр 15, воздуходувку 28, а также установку для обессеривания 16, а затем - через трубопровод 17, к которому примыкает также трубопровод 22 для турбинных отходящих газов, через дымовую трубу или охладительную башню в атмосферу. Дополнительного уменьшения содержания оксидов азота можно добиться, если аналогичным образом, как и в газовой турбине 4, часть очищенного потока дымового газа парового котла 30 отвести обратно через трубопровод 21 в вихревую топку 8. В данном случае перед теплообменником 24 может предусматриваться дополнительно установка для удаления азота 28. The flue gas flowing out of the
Через теплообменник 6, обозначенный на трубопроводе 18 для воздуха для сжигания топлива парового котла 30, против течения из теплообменника 14, сжатый первичный воздух, поступающий из воздуходувки 19, может подводить дополнительное тепло. Этот теплообменник 6 служит вместе с тем в качестве регулирующего органа для выравнивания изменений мощности газовой турбины 4 или для дополнительного подогрева воздуха для сжигания топлива при частичной или слабой нагрузке газовой турбины 4. Through the
В примере, представленном на фиг.2, отходящие газы газовой турбины охлаждаются до области точки росы, а выделяющаяся в виде конденсата вода отводится обратно для повышения мощности газовой турбины и сокращения образования оксидов азота через трубопровод 36 и впускается в камеру сжигания 3 или другое рабочее тело, имеющее высокое давление, газовой турбины 4. In the example of FIG. 2, the exhaust gas of a gas turbine is cooled to the dew point region, and the condensate water is discharged back to increase the power of the gas turbine and reduce the formation of nitrogen oxides through
Принципиально охлаждение отходящих газов газовой турбины до области точки росы может происходить за один раз, т.е. непосредственно в теплообменнике 14 в обмене теплом с воздухом для сжигания топлива парового котла 30. Предпосылкой, однако, является то, что соотношение потока массы воздуха для сжигания топлива и потока отходящих газов газовой турбины достаточно велико. В любом случае это обеспечено, если мощность газотурбинной установки составляет не более 20% от мощности всей установки. Fundamentally, the cooling of the exhaust gases of a gas turbine to the dew point region can occur at a time, i.e. directly in the
Если, однако, соотношение потока массы воздуха для сжигания топлива и потока отходящих из газовой турбины газов недостаточно велико для возможности охлаждать отходящие газы газовой турбины исключительно в теплообмене с воздухом для сжигания топлива до области точки росы, то охлаждение отходящих из газовой турбины газов должно происходить в два этапа, это означает, что остаточное охлаждение в области точки росы должно происходить в дополнительно подключенном холодильнике 35. В холодильнике 35 для остаточного охлаждения отходящих газов газовой турбины требуется затем также специальная охлаждающая среда, например охлаждающая жидкость из цикла охлаждения паросиловой установки. If, however, the ratio of the mass flow of air for burning fuel and the flow of exhaust gases from the gas turbine is not large enough to be able to cool the exhaust gases of the gas turbine exclusively in heat exchange with the combustion air to the dew point, then the cooling of the exhaust gases from the gas turbine should occur in two stages, this means that residual cooling in the dew point region must occur in an additionally connected
В дополнение к количеству, соответствующему количеству воды, впущенной в камеру сжигания 3 или рабочий агент газовой турбины 4, получается новое количество при сжигании углеводородов, содержащихся в топливе для газовой турбины. Избыток воды может вводиться через трубопровод 37, 38 вместо свежей воды для выравнивания потерь от утечки в замкнутый паровой цикл паросиловой установки, целесообразно перед питательным насосом 13, и/или подводится через трубопровод 39, в данном случае после обогащения, к сети технической воды. In addition to the amount corresponding to the amount of water introduced into the combustion chamber 3 or the working agent of the gas turbine 4, a new quantity is obtained by burning the hydrocarbons contained in the gas turbine fuel. Excess water can be introduced through
Claims (10)
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DEP4117189.6 | 1991-05-25 | ||
| DE4117189A DE4117189C2 (en) | 1991-05-25 | 1991-05-25 | Process for generating electrical energy in a combined gas-steam power plant and plant for carrying out the process |
| DE4131757A DE4131757A1 (en) | 1991-05-25 | 1991-09-24 | METHOD FOR THE ENVIRONMENTALLY FRIENDLY GENERATION OF ELECTRICAL ENERGY IN A COMBINED GAS STEAM POWER PLANT |
| DEP4131757.2 | 1991-09-24 | ||
| PCT/DE1992/000413 WO1992021859A1 (en) | 1991-05-25 | 1992-05-21 | Environmentally acceptable electric energy generation process and plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93058419A RU93058419A (en) | 1996-07-27 |
| RU2106501C1 true RU2106501C1 (en) | 1998-03-10 |
Family
ID=25903932
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93058419A RU2106501C1 (en) | 1991-05-25 | 1992-05-21 | Combined cycle method for power generating and combined-cycle plant implementing it |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5435123A (en) |
| EP (1) | EP0586416B1 (en) |
| JP (1) | JPH06511061A (en) |
| AT (1) | ATE171244T1 (en) |
| AU (1) | AU1698192A (en) |
| CA (1) | CA2109938A1 (en) |
| DE (3) | DE4117189C2 (en) |
| RU (1) | RU2106501C1 (en) |
| WO (1) | WO1992021859A1 (en) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH08503060A (en) * | 1992-11-17 | 1996-04-02 | アパラーテバウ ローテミューレ ブラント ウント クリッツラー ゲゼルシャフト ミット ベシュレンクテル ハフツング | Combustion equipment |
| US5782081A (en) * | 1994-05-31 | 1998-07-21 | Pyong Sik Pak | Hydrogen-oxygen burning turbine plant |
| DE19626011A1 (en) * | 1996-06-28 | 1998-01-02 | Lentjes Kraftwerkstechnik | Combined gas-steam power plant and process |
| NO964298L (en) * | 1996-10-10 | 1998-04-14 | Solco Offshore Services As | Method of supplying combustion air to a combustion chamber, apparatus at said combustion chamber, and using oxygen-containing exhaust gas from a gas turbine |
| DE10153911B4 (en) * | 2001-11-02 | 2010-08-19 | Alstom Technology Ltd. | Fastening means for injection nozzles in an air intake duct of a turbomachine |
| EP1429000A1 (en) * | 2002-12-09 | 2004-06-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for operating a gas turbine comprising a fossile fuel combustion chamber |
| DE10337240A1 (en) * | 2003-08-13 | 2005-03-17 | Siemens Ag | Method and device for obtaining water from a power plant |
| US6922984B2 (en) * | 2003-08-27 | 2005-08-02 | Valero Refining Company - California | Heat recovery circuit |
| US7841186B2 (en) * | 2007-01-31 | 2010-11-30 | Power Systems Mfg., Llc | Inlet bleed heat and power augmentation for a gas turbine engine |
| CN107122523A (en) * | 2017-03-30 | 2017-09-01 | 国网天津市电力公司 | Heat supply phase Combined Cycle Unit electric load adjustable extent on-line monitoring method |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2294700A (en) * | 1939-10-13 | 1942-09-01 | Gen Electric | Elastic fluid power plant |
| BE490890A (en) * | 1949-06-09 | |||
| US2970434A (en) * | 1955-06-28 | 1961-02-07 | Gen Electric | Steam-gas turbine powerplant with steam compressor |
| US3203175A (en) * | 1962-07-31 | 1965-08-31 | Michalicka Ladislav | System of operation of a steam-gas circuit or of a gas circuit for gas turbines comprising a combustion chamber for solid fuel |
| US3657879A (en) * | 1970-01-26 | 1972-04-25 | Walter J Ewbank | Gas-steam engine |
| US3703807A (en) * | 1971-01-15 | 1972-11-28 | Laval Turbine | Combined gas-steam turbine power plant |
| US3978661A (en) * | 1974-12-19 | 1976-09-07 | International Power Technology | Parallel-compound dual-fluid heat engine |
| SE402796B (en) * | 1975-09-12 | 1978-07-17 | Stal Laval Turbin Ab | ENGINE SYSTEM EQUIPPED WITH SEPARATE SPIRIT CHAMPIONS |
| US4271664A (en) * | 1977-07-21 | 1981-06-09 | Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
| DE2743830C2 (en) * | 1977-09-29 | 1984-03-22 | Saarbergwerke AG, 6600 Saarbrücken | Method for operating a combined gas-steam power plant and gas-steam power plant for carrying out the method |
| GB2034412B (en) * | 1978-09-20 | 1982-11-10 | Chatwin F | Combined gas and steam turbine engine |
| DE3338107A1 (en) * | 1982-11-30 | 1984-05-30 | BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau | Coal-fired power station with fluidised-bed furnace |
| SE453114B (en) * | 1986-04-29 | 1988-01-11 | Asea Stal Ab | SET FOR OPERATION OF A TURBIN DEVICE |
| DE3731082C1 (en) * | 1987-09-16 | 1989-04-13 | Steag Ag | Method and plant for obtaining energy from solid, high-ballast fuels |
| DE4019343A1 (en) * | 1990-06-18 | 1991-12-19 | Steinmueller Gmbh L & C | Electrical energy prodn. in combined-cycle power plant - involves preheating of air forced into boiler, unless gas-turbine exhaust provides enough oxygen for combustion |
-
1991
- 1991-05-25 DE DE4117189A patent/DE4117189C2/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-09-24 DE DE4131757A patent/DE4131757A1/en not_active Withdrawn
-
1992
- 1992-05-21 AU AU16981/92A patent/AU1698192A/en not_active Abandoned
- 1992-05-21 RU RU93058419A patent/RU2106501C1/en active
- 1992-05-21 DE DE59209501T patent/DE59209501D1/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-05-21 WO PCT/DE1992/000413 patent/WO1992021859A1/en active IP Right Grant
- 1992-05-21 CA CA002109938A patent/CA2109938A1/en not_active Abandoned
- 1992-05-21 JP JP4509147A patent/JPH06511061A/en active Pending
- 1992-05-21 US US08/142,339 patent/US5435123A/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-05-21 AT AT92909819T patent/ATE171244T1/en not_active IP Right Cessation
- 1992-05-21 EP EP92909819A patent/EP0586416B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5435123A (en) | 1995-07-25 |
| EP0586416A1 (en) | 1994-03-16 |
| EP0586416B1 (en) | 1998-09-16 |
| DE4117189C2 (en) | 1994-06-23 |
| JPH06511061A (en) | 1994-12-08 |
| CA2109938A1 (en) | 1992-12-10 |
| AU1698192A (en) | 1993-01-08 |
| WO1992021859A1 (en) | 1992-12-10 |
| DE4131757A1 (en) | 1993-03-25 |
| DE59209501D1 (en) | 1998-10-22 |
| DE4117189A1 (en) | 1992-12-03 |
| ATE171244T1 (en) | 1998-10-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100529532C (en) | Boiler improvements with oxygen-enriched combustion for increased efficiency and reduced emissions | |
| CN101245400B (en) | Steelmaking converter gas dry recovery and sensible heat power generation system | |
| CN108119888B (en) | Ultrahigh Wen Ya critical gas power generation system | |
| CN104266171A (en) | Flue gas waste heat utilization system of thermal power plant | |
| CN106755718B (en) | The fume waste heat utilization and dust removal integrated system and technique that pneumatic steelmaking generates | |
| CN101915507B (en) | Method and device for power generation by utilizing steam generated from waste heat of steel mill in cascade mode | |
| KR20110022634A (en) | Method and system for generating power by pure oxygen combustion | |
| GB2338991A (en) | Compound power-generating plant with superheated high pressure steam | |
| CN113803706B (en) | Power generation system based on hot air recycling and utilizing waste heat of tail flue gas of boiler | |
| RU2106501C1 (en) | Combined cycle method for power generating and combined-cycle plant implementing it | |
| CN101144396A (en) | Double-fuel combustion-supporting type gas-steam combined cycle system | |
| CA1272383A (en) | Method and apparatus for driving an electrical power plant | |
| CN1004817B (en) | Integrated coal gasification unit and combined cycle system with air bleed and steam injection | |
| JP3882107B2 (en) | Gas turbine built-in boiler | |
| CN103032867A (en) | Multilevel efficient replaceable type smoke waste heat using system | |
| JP3093775B2 (en) | Gas turbine / steam turbine combined cycle system and power generation equipment used to implement the system | |
| CN103776026A (en) | Device and method for reducing high-temperature corrosion of power station boiler by use of waste heat of flue gas | |
| CN113915621A (en) | High-parameter garbage gasification incineration power generation system and operation process thereof | |
| CN112097287B (en) | Boiler energy-saving and flue gas whitening system, process and application | |
| CN219318398U (en) | A deep utilization system of waste heat at cold end of power plant based on high back pressure exhaust of steam turbine | |
| CN103121786B (en) | Integrated condensation dehydration and waste heat utilization sludge treatment device and technological process | |
| CN102094686A (en) | Gas, steam and hot air combined circulation device for power generation | |
| RU59734U1 (en) | ENERGY COMPLEX | |
| RU2553160C2 (en) | Energy extraction from gases in blast-furnace unit | |
| CN109520318B (en) | Heat accumulating type high-temperature flue gas waste heat utilization system |